Техническая диагностика электрооборудования ГРЭС 1700 МВт
Техническая диагностика
электрооборудования ГРЭС 1700МВт
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Сведения о проектируемой ГРЭС:
1. Суммарная
мощность тыс. кВт с предполагаемой установкой агрегатов 6´200 и 1х500 МВт.
. Максимальная
нагрузка собственных нужд (в % от установленной мощности) %.
. Коэффициент
мощности максимальной нагрузки СН
Сведения о потребителях приведены в табл. 1.1
Таблица 1.1-Параметры потребителей.
Наименование параметра
|
На напряжении
|
|
среднем
|
высшем
|
Номинальное напряжение сети, кВ
|
110
|
330
|
Максимальная суммарная нагрузка, тыс. кВт
|
380
|
Избыток
|
Минимальная суммарная нагрузка, тыс. кВт
|
320
|
Избыток
|
Коэффициент мощности нагрузки
|
0,82
|
-
|
Число всех отходящих линий цепей ЛЭП на данном напряжении,
включая связи с системой (плюс резервных ячеек на развитие ЭС)
|
10
|
4
|
Мощность нагрузки наиболее нагруженной ЛЭП, тыс. кВт: а) в
нормальный максимум б) при использовании резервной способности ЛЭП в
предельном аварийном длительном режиме.
|
|
700 900
|
Число часов использования максимальной нагрузки в год , ч42504250
|
|
|
Таблица 1.2-Сведения о связи с энергосистемами.
Наименование параметра
|
Система I
|
Система II
|
Синхронная мощность системы, тыс. кВ×А
|
3200
|
5000
|
Реактивное сопротивление системы в базе синхронной
мощности, отн.ед.
|
0,95
|
1,05
|
Напряжение линий связи с системой, кВ
|
110
|
330
|
Число линий связи с системой
|
2
|
2
|
Длина каждой цепи линий связи с системой, км
|
45
|
250
|
АННОТАЦИЯ
Целью курсового проекта является:
Углубленное изучение вопроса по технической диагностике
электрооборудования ГРЭС 1700 МВт. В данном курсовом проекте рассмотрены
следующие вопросы:
.Выбор главной схемы ГРЭС.
.Расчет токов короткого замыкания.
. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в РУ 110 кВ и 330
кВ.
.Контроль и управление режимами работы автотрансформатора 330 кВ.
ВВЕДЕНИЕ
Энергетика является определяющей отраслью для развития экономики России,
без ее развития прогресс в стране невозможен.
Теплоэнергетика и электроэнергетика играют ведущую роль в развитии всех
отраслей хозяйства. В настоящее время большинство энергетических предприятий
России выработали свой ресурс полностью или более чем на 50%.
Поэтому необходимо проектировать и строить новые мощные электростанции,
оснащенные современным оборудованием, средствами измерения и автоматического
управления теплоэнергетическим процессом.
В настоящее время промышленность выходит из кризиса и все больше
нуждается в тепловой и электрической энергии. Строятся новые жилые массивы и
производственные комплексы, что предопределяет ввод в эксплуатацию все новых и
более мощных электростанций [7].
Актуальным является вопрос о повышении КПД турбоагрегатов и
электростанции в целом. В курсовом проекте поставлена задача спроектировать
ГРЭС мощностью 1700 МВт.
1. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
1.1 Выбор турбогенераторов, распределение их по
напряжениям
В соответствии с заданием принимаем к установке 4 турбогенератора типа
ТГВ-300-2У3 и 2 генератора типа ТГВ-500 2У.
Таблица 3 - Основные характеристики турбогенераторов.
Генератор
|
n, об/мин
|
, МВт.
|
|
|
|
|
|
|
ТГВ-200 АУ3
|
3000
|
200
|
235,3
|
0.81
|
15,75
|
8,625
|
0,19
|
0.54
|
ТВВ-500-2ЕУ3
|
3000
|
500
|
588
|
0,81
|
20
|
17
|
0,242
|
0.468
|
Распределение турбогенераторов по напряжениям производим таким образом,
чтобы получить минимальную мощность трансформаторов связи. Целесообразным может
оказаться один из вариантов структурных схем ГРЭС, приведенных рис.1.1.
Рисунок
1.1-Структурная схема ГРЭС (1-й вариант)
Рисунок
1.2-Структурная схема ГРЭС (2-й вариант)
1.2 Расчет перетоков мощности через
трансформаторы связи
Вариант 1.
Нормально-максимальный режим.
Полная мощность генератора, МВА:
Мощность
нагрузки собственных нужд, МВА:
Генерируемая
мощность на шинах РУ 110кВ, МВА:
Мощность
нагрузки на среднем напряжении, МВА:
Мощность
перетока, МВА:
Нормально-минимальный
режим.
Мощность
нагрузки на среднем напряжении, МВА:
Мощность
перетока, МВА:
Аварийно-максимальный
режим.
Генерируемая
мощность на шинах РУ 110кВ, МВА:
Мощность
перетока, МВА:
Аварийно-минимальный
режим.
Мощность
перетока, МВА:
Вариант
2.
Полная
мощность генератора, МВА:
Мощность
нагрузки собственных нужд, МВА:
Нормально-максимальный режим.
Генерируемая мощность на шинах РУ 110 кВ, МВА:
Мощность перетока, МВА:
;
Нормально-минимальный
режим.
Мощность
перетока, МВА:
Аварийно-максимальный режим.
Генерируемая мощность на шинах РУ 110кВ, МВА:
Мощность перетока, МВА:
Аварийно-минимальный режим.
Мощность перетока, МВА:
Результаты расчета приведены в таблице-1.3.
Таблица 1.3-Результаты расчета перетоков мощности.
Режим
|
, МВ×А, для варианта
|
|
1
|
2
|
Нормально-максимальный
|
20,29
|
141,45
|
Нормально-минимальный
|
65,88
|
213,17
|
Аварийно-максимальный
|
235,78
|
235,99
|
Аварийно-минимальный
|
162,96
|
162,96
|
Вывод: на основании сравнения вариантов структурной схемы ГРЭС по
значениям наибольшего перетока мощности через трансформаторы связи наиболее
экономичным, с точки зрения стоимости трансформаторов связи, является вариант 1
(рисунок 1.1), поэтому принимаем его к дальнейшему расчету.
1.3 Выбор силовых трансформаторов
турбогенератор трансформатор короткий замыкание
Мощность двухобмоточных трансформаторов, работающих в блоках с
генераторами, определяется по формуле:
МВА,
МВА.
Выбираем трансформаторы ТДЦ 250000/110, ТДЦ250000/330 и ТЦ630000/330-71У1
[2].
Мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока 200 МВт.
МВА,
Выбираем
трансформатор ТДНС-16000/20.
Мощность
рабочего трансформатора собственных нужд блока 500 МВт.
МВА,
Выбираем
трансформаторы ТРДНС-63000/35 и ТРДНС16000/20.
Пуско-резервные
трансформаторы собственных нужд, подключаемые на низшую сторону
автотрансформатора связи, выбираем трансформаторы ТРДНС-63000/35-72У1 и
ТРДНС-25000/35.
Резервный
трансформатор собственных нужд, подключаемый на ОРУ 110 кВ, выбираем
трансформатор ТДТН 63000/110.
Мощность
автотрансформатора связи выбираем по значению наибольшего перетока мощности
235,78 МВА:
Принимаем
к установке два автотрансформатора
АТДЦН-200000/330/110
Таблица1.4-Основные параметры трансформаторов.[3]
Трансформатор
|
Sном
|
Uвн
|
Uсн
|
Uнн
|
Px
|
Pк
|
Uквс
|
Uксн
|
Uквн
|
ТДЦ250000/110
|
250
|
121
|
-
|
15,75
|
170
|
550
|
-
|
-
|
10,5
|
ТДЦ250000/330
|
250
|
347
|
-
|
15,75
|
214
|
605
|
-
|
-
|
11
|
ТЦ630000/330-71У1
|
630
|
347
|
-
|
20
|
345
|
1300
|
-
|
-
|
20
|
ТДНС-16000/20
|
16
|
15,75
|
-
|
6,3
|
17
|
85
|
-
|
-
|
10
|
ТДТН-63000/110
|
63
|
115
|
-
|
6.6
|
53
|
290
|
-
|
-
|
10,5
|
ТРДНС-63000/35
|
63
|
20
|
-
|
6,3
|
50
|
250
|
-
|
-
|
12,7
|
ТРДНС-63000/35-72У1
|
63
|
27
|
-
|
6,3
|
44
|
250
|
-
|
-
|
10
|
АТДЦН-200000/330/110
|
200
|
330
|
-
|
6,3
|
155
|
560
|
-
|
-
|
10,5
|
1.4 Выбор схем коммутации РУ
Для РУ 110 кВ принимаем схему двойная система шин с обходной. Для РУ-330
кВ принимаем схему четыре выключателя на три присоединения [1].
. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей
станции необходимо знать величины ТКЗ. С этой целью составим СЗПП, рис.2.1
Рисунок
2.1-Схема замещения.
Для
расчета ТКЗ в относительных единицах с приближенным приведением зададимся
следующими параметрами:
МВ×А; кВ;кВ.
2.1 Расчет параметров электрической схемы замещения
Схема
замещения ГРЭС включает следующие элементы:
систему
линию
связи с системами
;
трансформаторы
блоков
генераторы
автотрансформаторы
связи
2.2 Расчет токов КЗ в точке К1
Рисунок 2.2-Схема замещения.
По рисунку 2.1 отбросив элементы, не обтекаемые током короткого
замыкания, составляем схему (рисунок 2.2), для которой определим значения
сопротивлений:
;
;
;
;
;
;
;
;
;
;
Преобразовав СЗ (рисунок 2.2), получим схему, представленную на рисунке
2.3.
Рисунок 2.3-Схема замещения.
Значения сопротивлений ветвей СЗ (рисунок 2.2) следующие:
Примем
к установке в цепи линии выключатель типа ВВБ-220Б-31,5/2000У1 , у которого
собственное время отключения , а
полное время отключения и приступим ко второму этапу расчета токов КЗ.
На
втором этапе расчета заполняем правую половину табл.6, определяя следующие
величины:
- момент времени расхождения контактов выключателя
,
где tpз min - минимальное время действия РЗ, принятое равным 0.01
с;
- максимальное время существования КЗ
,
где tрзmax - максимальное время действия РЗ;
- коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ
,
- апериодическую составляющую тока КЗ в момент t
;
- периодическую составляющую тока КЗ
,
где
- коэффициент затухания периодической составляющей
тока КЗ i-й ветви, определяемый по типовым кривым.
.2 Расчет токов КЗ в точке К1
В таблице 2.4, 2.6 представлены следующие формулы:
Таблица 2.4 Расчет КЗ в точке 1.
Точка К3, однофазное КЗ, Uб = 115 кВ, Iб = 1,122 кА
|
Sб,МВ*А
|
1000
|
Uср,КВ
|
115
|
E"
|
1
|
1,13
|
1,13
|
1,13
|
1,13
|
1,13
|
1,13
|
1,13
|
1
|
Х,о.е
|
0,98
|
1,22
|
1,22
|
10,13
|
10,13
|
10,13
|
10,13
|
4,57
|
4,52
|
I,кА
|
5,02
|
5,02
|
5,02
|
5,02
|
5,02
|
5,02
|
5,02
|
5,02
|
5,02
|
I0п,Ка
|
5,12
|
4,65
|
4,65
|
0,56
|
0,56
|
0,56
|
0,56
|
1,24
|
1,11
|
S ном ис,Мв*А
|
3200
|
235,3
|
235,3
|
235,3
|
235,3
|
235,3
|
235,3
|
588
|
5000
|
Iном ист,кА
|
16,08
|
1,18
|
1,18
|
1,18
|
1,18
|
1,18
|
1,18
|
2,96
|
25,13
|
Iпо/Iном ист
|
0,32
|
3,93
|
3,93
|
0,47
|
0,47
|
0,47
|
0,47
|
0,42
|
0,04
|
y
|
0,59
|
0,62
|
0,62
|
0,98
|
0,98
|
0,98
|
0,98
|
0,99
|
0,99
|
Iпt,кА
|
3,02
|
2,88
|
2,88
|
0,55
|
0,55
|
0,55
|
0,55
|
1,23
|
1,10
|
Ку
|
1,65
|
1,965
|
1,965
|
1,965
|
1,965
|
1,965
|
1,965
|
1,973
|
1,75
|
Та
|
0,02
|
0,26
|
0,26
|
0,26
|
0,26
|
0,26
|
0,26
|
0,35
|
0,04
|
iу,кА
|
11,83
|
12,79
|
12,79
|
1,54
|
1,54
|
1,54
|
1,54
|
3,43
|
2,72
|
е
|
0,17
|
0,87
|
0,87
|
0,87
|
0,87
|
0,87
|
0,87
|
0,90
|
0,42
|
iat,кА(3)
|
1,25
|
5,69
|
5,69
|
0,69
|
0,69
|
0,69
|
0,69
|
1,57
|
0,65
|
Таблица 2.5 - Сводная таблица результатов расчета КЗ
Ист.
|
Iп0,кА
|
Iпt,кА
|
iat,кА
|
I уд,кА
|
Ik,кА
|
С1
|
5,12
|
3,02
|
1,25
|
11,83
|
5,52
|
G1
|
4,65
|
2,88
|
5,69
|
1,73
|
9,76
|
G2
|
4,65
|
2,88
|
5,69
|
1,73
|
9,76
|
G3
|
0,56
|
0,55
|
0,69
|
2,66
|
1,47
|
G4
|
0,56
|
0,55
|
0,69
|
2,66
|
1,47
|
G5
|
0,56
|
0,55
|
0,69
|
2,66
|
1,47
|
G6
|
0,56
|
0,55
|
0,69
|
2,66
|
1,47
|
G7
|
1,24
|
1,23
|
1,57
|
3,14
|
3,31
|
C2
|
1,11
|
1,1
|
0,65
|
2,75
|
2,21
|
Сумма
|
19,01
|
13,31
|
17,61
|
31,82
|
36,43
|
2.3 Расчет токов КЗ в точке К2
Используя методику, приведенную при расчете токов КЗ в точке К1
рассчитаем токи КЗ в точке К2. Результаты расчетов сведем к таблицах №№ 2.6,
2.7.
Таблица 2.6
Точка К3, однофазное КЗ, Uб = 340 кВ, Iб = 1,122 кА
|
Sб,МВ*А
|
1000
|
Uср,КВ
|
340
|
E"
|
1
|
1,13
|
1,13
|
1,13
|
1,13
|
1,13
|
Х,о.е
|
3,69
|
3,26
|
3,26
|
2,44
|
1,96
|
0,98
|
I,кА
|
5,02
|
5,02
|
5,02
|
5,02
|
5,02
|
5,02
|
I0п,Ка
|
1,36
|
1,74
|
1,74
|
2,32
|
2,89
|
5,79
|
S ном ис,Мв*А
|
235,3
|
235,3
|
235,3
|
235,3
|
235,3
|
235,3
|
Iном ист,кА
|
1,18
|
1,18
|
1,18
|
1,18
|
1,18
|
1,18
|
Iпо/Iном ист
|
1,15
|
1,47
|
1,47
|
1,97
|
2,45
|
4,89
|
y
|
0,59
|
0,62
|
0,62
|
0,98
|
0,98
|
0,98
|
Iпt,кА
|
0,80
|
1,08
|
1,08
|
2,28
|
2,84
|
5,67
|
Ку
|
1,65
|
1,965
|
1,965
|
1,965
|
1,965
|
1,965
|
Та
|
0,02
|
0,26
|
0,26
|
0,26
|
0,26
|
0,26
|
iу,кА
|
3,14
|
4,79
|
4,79
|
6,40
|
7,96
|
15,92
|
0,17
|
0,87
|
0,87
|
0,87
|
0,87
|
0,87
|
iat,кА
|
0,33
|
2,13
|
2,13
|
2,84
|
3,54
|
7,08
|
Таблица 2.7-Сводная таблица результатов расчета однофазного КЗ
Ист.
|
Iп0,кА
|
Iпt,кА
|
iat,кА
|
I уд,кА
|
Ik,кА
|
С2
|
1
|
0,8
|
0,33
|
11,83
|
1,46
|
G1
|
1,36
|
1,08
|
2,13
|
1,73
|
3,66
|
G2
|
1,74
|
1,08
|
2,13
|
1,73
|
3,66
|
G3
|
1,74
|
2,28
|
2,84
|
2,66
|
6,06
|
G4
|
2,32
|
2,84
|
3,54
|
2,66
|
7,56
|
C1
|
5,79
|
5,67
|
7,08
|
2,75
|
15,10
|
Сумма
|
13,95
|
13,75
|
18,05
|
23,36
|
37,50
|
С помощью найденных значений Iп0, Iпt, iat, I уд, Ik можем рассчитать
необходимые значения для выбора электрических аппаратов.
. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
3.1 Выбор выключателей
.1.1 Выбор выключателей в ОРУ 110кВ
Принимаем к установке воздушные выключатели типа ВВБ-220Б-31,5/2000У1со
следующими параметрами:
Таблица 3.1-Параметры выключателя ВВБ-220Б-31,5/2000У1
Номинальное напряжение UНQ
|
220кВ
|
Наибольшее рабочее напряжение UMAX
|
252кВ
|
Номинальный ток IНQ
|
2000 А
|
Номинальный ток отключения IНО
|
31,5 кА
|
Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения СВНДОП
|
1.2кВ/мкс
|
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС
|
90 кА
|
Действующее значение сквозного тока IПС
|
35 кА
|
Наибольший пик номинального тока включения iНВ
|
102 кА
|
Действующее значение номинального тока включения IНВ
|
40 кА
|
Ток термической стойкости IТС
|
40/3 кА
|
Время термической стойкости tТС
|
3 с
|
Время отключения tВО
|
0.07 с
|
Собственное время отключения tСВ
|
0.05 с
|
Проверка выключателя на отключающую способность.
В качестве расчетного для этой проверки примем ток однофазного КЗ, т.к.
он больше трехфазного. Для этого вида КЗ надо знать периодическую и
апериодическую составляющую тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя t в цепи Q:
t = tРЗ min+ tСВ=
0.04+ 0.01= 0.05 с.
Согласно
табл. 7 =13.31 кА, iatå=17,61 кА.
Сравним
эти токи с соответствующими параметрами выключателя:
,48>36,43
т.е.
выполняется условие проверки по полному току КЗ.
Таблица 3.2-Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины.
№п/п
|
Расчетные данные
|
|
Условие
|
Каталожные данные
|
|
1
|
Uсети=
|
110
|
≤
|
Uном=
|
|
220
|
2
|
Iном.рас.=
|
26,2
|
≤
|
Iном=
|
|
31,5
|
3
|
Ipt=
|
13,71
|
≤
|
Iном.откл=
|
|
31,5
|
4
|
Iat=
|
17,61
|
≤
|
1,4*B*Iотк=
|
17,64
|
5
|
1,4*Ipt+Iat
|
36,80
|
≤
|
1,4*Iном.ток(1+B/100)
|
61,74
|
6
|
Iуд.=
|
31,82
|
≤
|
I.вкл=
|
|
90
|
7
|
Iуд.=
|
31,82
|
≤
|
Iпр.ск=
|
|
102
|
8
|
Bk=Ipo^2*отк+Tа
|
669,01
|
≤
|
Iтерм^2*tотк
|
4800
|
3.1.2 Выбор выключателей 330 кВ
В качестве выключателя для ОРУ 330 кВ принимаем выключатель типа
ВВБ-500А-35,5/2000У1 со следующими параметрами:
Таблица 3.3-Основные характеристики выключателя типа
ВВБ-500А-35,5/2000У1.
Номинальное напряжение UНQ
|
500 кВ
|
Номинальный ток IНQ
|
2000 А
|
Номинальный ток отключения IНО
|
35,5 кА
|
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС
|
102 кА
|
Действующее значение сквозного тока IПС
|
40 кА
|
Наибольший пик номинального тока включения iНВ
|
90 кА
|
Действующее значение номинального тока включения IНВ
|
35,5 кА
|
Ток термической стойкости IТС
|
40 кА
|
Время термической стойкости tТС
|
2 с
|
Время отключения tВО
|
0,08 с
|
Собственное время отключения tСВ
|
0.06 с
|
Проверка выключателя по режиму КЗ
В качестве расчетного для этой проверки примем ток трехфазного КЗ, т.к.
он больше двухфазного. Для этого вида КЗ надо знать периодическую и
апериодическую составляющую тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя t в цепи Q:
t = tРЗ min+ tСВ=
0.01+ 0.06= 0.07 с.
,29>36,43
т.е.
выполняется условие проверки по полному току КЗ.
ВК ДОП = 4800> ВК РАСЧ = 12,44+ 12,40 = 24,84 кА2∙с, т.е.
условие проверки на термическую стойкость выполняется.
Проверка выключателя на динамическую стойкость
т.е.
условия проверки выполнены.
Таблица 3.4-Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины
№п/п
|
Расчетные данные
|
|
Условие
|
Каталожные данные
|
|
1
|
Uсети=
|
330
|
≤
|
Uном=
|
|
500
|
2
|
Iном.рас. =
|
26,2
|
≤
|
Iном=
|
|
35,5
|
3
|
Ipt=
|
13,71
|
≤
|
Iном.откл=
|
|
35,5
|
4
|
Iat=
|
17,61
|
≤
|
1,4*B*Iоткл=
|
19,88
|
5
|
1,4*Ipt+Iat
|
36,80
|
≤
|
1,4*Iном.отк(1+B/100)
|
69,58
|
6
|
Iуд.=
|
31,82
|
≤
|
Iвкл=
|
|
90
|
7
|
Iуд..=
|
31,82
|
≤
|
Iпр.ск.=
|
|
102
|
8
|
Bk=Ipo^2*отк+Tа
|
829,95
|
≤
|
Iтерм^2*tтерм
|
3200
|
3.2 Выбор разъединителей
Разъединитель выбирают по номинальному току, номинальному напряжению,
конструкции и по роду установки, а проверяют на динамическую и термическую
стойкость в режиме КЗ.
3.2.1 Выбор разъединителей в ОРУ 110кВ
Выбираем разъединитель наружной установки типа РНД110/2000У1.
Таблица 3.5-Номинальные параметры разъединителя типа РНД110/2000У1.
Номинальное напряжение UНQS
|
110кВ
|
Номинальный ток IНQS
|
2000 А
|
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС
|
100 кА
|
Ток термической стойкости IТС
|
40 кА
|
Время термической стойкости tТС
|
3 с
|
Соотношения табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный
разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.
Таблица 3.6-Соотношения табличных и расчетных параметров
№п/п
|
Расчетные данные
|
Условие
|
Каталожные данные
|
1
|
Uсети=
|
110
|
≤
|
Uном=
|
|
110
|
2
|
Iном.рас =
|
26,2
|
≤
|
Iном=
|
|
2000
|
3
|
Iуд=
|
31,82
|
≤
|
Iпр.ск.=
|
|
100
|
4
|
Вк=
|
669,01
|
≤
|
Iпр^2*tотк=
|
4800,00
|
3.2.2 Выбор разъединителей ОРУ 330 кВ
Выбираем разъединитель внутренней установки типа РНД-330У/3200У1.
Таблица 3.7-Номинальные параметры разъединителя типа РНД-330У/3200У1.
Номинальное напряжение UНQS
|
330 кВ
|
Номинальный ток IНQS
|
32000 А
|
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС
|
160 кА
|
Ток термической стойкости IТС
|
63 кА
|
Время термической стойкости tТС
|
1 с
|
Соотношения табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный
разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.
Таблица 3.8-Соотношения табличных и расчетных параметров
№п/п
|
Расчетные данные
|
Условие
|
Каталожные данные
|
1
|
Uсети=
|
330
|
≤
|
Uном=
|
|
330
|
2
|
Iном.рас =
|
26,2
|
≤
|
Iном=
|
|
3200
|
3
|
Iуд=
|
31,82
|
≤
|
Iпр.ск.=
|
|
160
|
4
|
Вк=
|
669,01
|
≤
|
Iпр^2*tотк=
|
7938,00
|
3.3 Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, току и классу
точности.
В режиме КЗ они проверяются на электродинамическую и термическую
стойкость и на соответствующую нагрузку вторичных цепей выбранному классу
точности [4].
3.3.1 Выбор трансформаторов тока в ОРУ 110 кВ
В качестве трансформатора тока в ОРУ 110 кВ примем трансформатор тока
типа ТФЗМ110Б-1.
Таблица 3.9-Номинальные параметры трансформатора типа ТФЗМ110Б-1
Номинальное напряжение UНQ
|
110 кВ
|
Номинальный ток IНQ
|
800 А
|
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС
|
153 кА
|
Ток термической стойкости IТС
|
62 кА
|
Время термической стойкости tТС
|
1 с
|
Номинальная нагрузка в классе 0.5 z2н
|
1,2 Ом
№
|
Прибор
|
Тип прибора
|
Нагрузка фазы, В×А
|
|
|
|
А
|
В
|
С
|
1
|
Амперметр
|
Э-335
|
0.5
|
0.5
|
0.5
|
2
|
Ваттметр
|
Д-335
|
0.5
|
-
|
0.5
|
3
|
Варметр
|
Д-335
|
0.5
|
-
|
0.5
|
4
|
Счетчик активной энергии
|
СА3-4681
|
2.5
|
2.5
|
-
|
5
|
Счетчик реактивной энергии
|
СР4-4676
|
-
|
2.5
|
2.5
|
|
Sпр , В×А
|
|
4
|
5.5
|
4
|
Таблица 3.11-Перечень измерительных приборов подключенных ко вторичной
обмотке трансформатора тока, установленного в присоединении блока
№
|
Прибор
|
Тип прибора
|
Нагрузка фазы, В×А
|
|
|
|
А
|
В
|
С
|
1
|
Амперметр
|
Э-335
|
0.5
|
-
|
-
|
|
Sпр , В×А
|
|
0.5
|
-
|
-
|
Примем к установке кабель КВВГ-2.5
2расч
= 1.4 + 0.02 + 0.05 =1.47 Ом
Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.
Таблица 3.12-Перечень измерительных приборов, подключенных ко вторичной
обмотке трансформатора тока, установленного в присоединении автотрансформатора
№
|
Прибор
|
Тип прибора
|
Нагрузка фазы, В×А
|
|
|
|
А
|
В
|
С
|
1
|
Амперметр
|
Э-335
|
0.5
|
-
|
-
|
2
|
Ваттметр
|
Д-335
|
0.5
|
-
|
0.5
|
3
|
Варметр
|
Д-335
|
0.5
|
-
|
0.5
|
4
|
Счетчик реактивной энергии
|
СР4-4676
|
2.5
|
2.5
|
-
|
|
Sпр , В×А
|
|
4
|
2.5
|
1
|
Примем к установке кабель КВВГ-2.5
2расч
= 1.212 + 0.16 + 0.1 =1.472 Ом
Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.
Таблица 3.13-Параметры трансформатора тока и соответствующие расчетные
величины
№п/п
|
Расчетные данные
|
Условие
|
Каталожные данные
|
|
1
|
Uсети=
|
110
|
<или=
|
Uном=
|
|
110
|
2
|
Iном.рас=
|
0,25
|
<или=
|
Iном=
|
|
50
|
3
|
Z2рас=
|
1,13
|
<или=
|
Z2=
|
|
1,2
|
4
|
Iуд=
|
31,82
|
<или=
|
Iу=
|
|
42
|
5
|
Вк=
|
669,01
|
<или=
|
Iтерм^2*tотк=
|
2352
|
.3.2 В качестве трансформатора тока в ОРУ 330 кВ
примем трансформатор тока типа ТФУМ 330 А
Таблица 3.14-Номинальные параметры трансформатора типа ТФУМ 330 А.
Номинальное напряжение UНQ
|
330 кВ
|
Номинальный ток IНQ
|
2000 А
|
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС
|
153 кА
|
Ток термической стойкости IТС
|
77,2 кА
|
Время термической стойкости tТС
|
2 с
|
Номинальная нагрузка в классе 0.5 z2н
|
2 Ом
|
Таблица 3.15-Параметры трансформатора тока и соответствующие расчетные величины
№п/п
|
Расчетные данные
|
Условие
|
Каталожные данные
|
1
|
Uсети=
|
330
|
≤
|
Uном=
|
|
330
|
2
|
Iном.рас =
|
0,25
|
≤
|
Iном=
|
|
500
|
3
|
Z2рас=
|
1,13
|
≤
|
Z2=
|
|
1,2
|
4
|
Iуд=
|
31,82
|
≤
|
Iу=
|
|
99
|
5
|
Вк=
|
669,01
|
≤
|
Iтерм^2*tотк=
|
744,98
|
3.4 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформатор напряжения выбирают:
- по
напряжению ;
по
конструкции и схеме соединения обмоток.
3.4.1 Выбор трансформатора напряжения в ОРУ 110
кВ
Проверку работы ТН в классе точности производят по его суммарной
нагрузке, которая определяется подключаемыми приборами приведенными в таблице.
Полная суммарная потребляемая мощность
Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора
напряжения типа НКГ-500-УХЛ1 с номинальной мощностью в классе 0.5
S2н =
400 В×А, соединенные в группу Y/Y/
3×S2н = 1200 В×А >S2S =
226,27 В×А,
т.е. условие проверки по классу точности выполняется.
Таблица 3.16-параметры ТН НКФ-110-83У1 ОРУ 110 кВ
№п/п
|
Расчетные данные
|
Условие
|
Каталожные данные
|
1
|
Uсети=
|
110
|
≤
|
Uном=
|
|
110
|
2
|
Sрас=
|
226,27
|
≤
|
Sрас=
|
|
1200
|
Таблица 3.17-Суммарной нагрузке, определяемая подключаемыми приборами.
№
|
Место установки и перечень приборов
|
Число присоединений
|
Тип прибора
|
Sном обм, В×А
|
Число обмоток
|
cosj
|
sinj
|
Общее число приборов
|
P, Вт
|
Q, ВАр
|
1
|
Тупиковые ЛЭП: - ваттметр - варметр - ФИП - счетчик
активной энергии - счетчик реактивной энергии
|
2
|
Д-335 Д-335 САЧ- 4681 САЧ- 4676
|
1.5 1.5 3 2 3
|
2 2 1 2 2
|
1 1 1 0.38 0.38
|
0 0 0 0.925 0.925
|
2 2 2 2 2
|
6 6 6 3.04 4.56
|
0 0 0 7.4 11.1
|
2
|
ЛЭП связи с системой: - ваттметр - варметр - ФИП - счетчик
активной энергии
|
2
|
Д-335 Д-335 СА3-4681
|
1.5 1.5 3 2
|
2 2 1 2
|
1 1 1 0.38
|
0 0 0 0.925
|
2 2 2 4
|
6 6 6 6.08
|
0 0 0 14.8
|
3
|
Сборные шины: - вольтметр - вольтметр регистрирующий -
ваттметр регистрирующий - частотомер регистрирующий - осциллограф
|
1
|
Э-335 Н-395 Н-395 Н-397
|
2 10 10 7 10
|
1 1 1 1 1
|
1 1 1 1 1
|
0 0 0 0 0
|
1 2 1 2 1
|
2 20 10 14 10
|
0 0 0 0 0
|
4
|
Приборы колонки синхронизации: - вольтметр - частотомер -
синхроноскоп
|
1
|
Э-335 Э-362 Э-327
|
2 1 10
|
1 1 1
|
1 1 1
|
0 0 0
|
1 1 1
|
2 1 10
|
0 0 0
|
5
|
Приборы АТС: - ваттметр - варметр
|
1
|
Д-335 Д335
|
1.5 1.5
|
2 2
|
1 1
|
0 0
|
1 1
|
3 3
|
- -
|
|
Итого:
|
|
|
|
|
|
|
|
124. 68
|
33.3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.4.2 Выбор трансформаторов напряжения в ОРУ 330 кВ
Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора
напряжения типа НКФ-330-73-У1 с номинальной мощностью в классе 0.5 [5].
S2н =
400 В×А, соединенные в группу Y/Y/
×S2н =
1200 В×А >S2S =
226,27 В×А,
т.е. условие проверки по классу точности выполняется.
Таблица 3.18-Параметры ТН НКФ-330-73-У1 ОРУ 330 кВ.
№п/п
|
Расчетные данные
|
Условие
|
Каталожные данные
|
1
|
Uсети=
|
330
|
≤
|
Uном=
|
|
330
|
2
|
Sрас=
|
226,27
|
≤
|
Sрас=
|
|
1200
|
4. КОНТРОЛЬ И УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ АВТОТРАНСФОРМАТОРА 330 КВ
В электромагнитных преобразователях энергии- трансформаторах- передача
энергии из одной обмотки в другую осуществляется магнитным поле, энергия
которого сосредоточена в магнитном поле, энергия которого сосредоточена в
магнитопроводе. В автотрансформаторах передача энергии осуществляется как
магнитным полем, так и за счет электрической связи между первичной и вторичной
обмотки.
Везде, где необходимо преобразовывать близкие напряжения (110 и 330 в
нашем случае) используются только автотрансформаторы.
Автотрансформаторы из-за меньшего расхода активных материалов в заданных
габаритах удается выполнить на большую мощность, чем трансформатор. В
конструктивном отношении автотрансформаторы, практически не отличаются от
трансформаторов. На стержнях магнитопровода располагаются две обмотки. Выводы
берутся от двух обмоток и общей точки. Большинство деталей автотрансформатора в
конструктивном отношении не отличаются от деталей трансформатора. Обычно
активная часть АТ помещается в баке, наполненном масле [8].
Контроль за работой двухобмоточного трансформатора ведут с помощью
комплекта, включающего в себя амперметр, ваттметр, вар- метр и счетчики
ватт-часов и вольт-ампер-часов (реактивный). Вместо двух раздельных приборов -
ваттметра и варметра - для экономии места на панели практикуют использование
одного комбинированного прибора с переключателем в цепях напряжения. Если
возможен реверсивный режим работы трансформатора, то устанавливают ваттметр и
варметр с двусторонней шкалой и два комплекта счетчиков со стопорами,
разрешающими вращение диска только в какую-нибудь одну сторону. Приборы для
измерения мощности и энергии, передаваемой через трансформатор, рекомендуется
подключать со вторичной стороны, т. е. у понижающего трансформатора - со
стороны низшего напряжения, а у повышающего - со стороны высшего напряжения.
Если на стороне высшего напряжения повышающего трансформатора отсутствуют
трансформаторы тока нужного класса точности, то допускается измерение мощности
и энергии на стороне низшего напряжения.
Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы требуют установки
дополнительного комплекта измерительных приборов на стороне среднего
напряжения, аналогичного комплекту, установленному на стороне высшего или
низшего напряжения. Если двухобмоточный трансформатор работает в блоке с
генератором, то специального комплекта измерительных приборов для него не
требуется, так как представляется возможным использовать комплект приборов
генератора.
Рисунок 4.1-Автотрансформатор 330 кВ
Линии напряжением 110 кВ и выше сетей районного значения нуждаются в
контроле за током и мощностью. На линиях 330-500 кВ устанавливают три
амперметра, тогда как на линиях 110-220 кВ контроль за токами трех фаз
выполняется лишь при пофазном управлении выключателями или при использовании
возможности длительной работы линии в неполнофазном режиме. Па тупиковых линиях
110, 220 кВ со стороны питания ставят ваттметр и варметр, а на линиях
двустороннего питания предусматривают совмещенный прибор - ваттметр-варметр с
двусторонней шкалой. Такой же прибор устанавливают и на линиях 330-500 кВ, Учет
активной энергии должен быть обеспечен лишь на линиях межсистемных связей, где
для этой цели с каждого конца устанавливают счетчики со стопорными механизмами.
На сборных шинах РУ электростанций, которые являются узлами
электроустановки, ведется контроль за основными показателями качества
выдаваемой электроэнергии - напряжением и частотой. Для этой цели на каждой
секции генераторного напряжения станции с местной нагрузкой и на каждой системе
шин повышенного напряжения РЭС устанавливают показывающие вольтметры и
частотомеры. Кроме того, на сборных шинах генераторного напряжения ставят два
комплекта регистрирующих приборов - вольтметр и частотомер. На шинах повышенного
напряжения районной электростанции регистрирующий частотомер ставят при
мощности станции 200 МВт и более, а регистрирующий вольтметр - когда сборные
шины являются контрольной точкой системы по напряжению или когда к ним
подключены линии межсистемных связей.
Характер контроля за напряжением зависит от вида рабочего заземления
сети. В незаземленных и компенсированных сетях 6-35 кВ режим однофазного
замыкания на землю может быть длительный. Поэтому наряду с контролем за
междуфазными напряжениями там следует измерять и напряжения фаз относительно
земли. С этой, целью на сборных шинах 6-35 кВ электроустановок (станций и
подстанций) предусматривают один вольтметр (без переключения) для измерения
междуфазного напряжения и три вольтметра для измерения трех фазных напряжений
относительно земли. В эффективно- заземленных сетях напряжением 110 кВ и выше,
где однофазные к. з. отключаются автоматически, достаточно следить лишь за
междуфазными напряжениями. На сборных шинах электроустановок этих напряжений
устанавливают один вольтметр с переключением, позволяющим измерять три
междуфазных напряжения.
Для записи изменения параметров при аварийных режимах на электростанциях
и подстанциях (при напряжениях 110 кВ и выше) применяют регистрирующие
электроизмерительные приборы с ускоренной записью. В нормальном режиме бумага,
на которой производится запись контролируемой величины, передвигается со
скоростью 60 мм/ч. При возникновении аварийного режима скорость передвижения
бумаги автоматически возрастает до 36 000 мм/ч. Ускоренная запись производится
в течение 24 с, что обычно вполне достаточно для регистрации аварийных
процессов в энергосистемах. При этом осциллографируются напряжения на сборных
шинах (фазные и нулевой последовательности) и токи на линиях (тоже фазные и
нулевой последовательности) [6].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте были рассмотрены:
. Выбор схемы электрических соединений.
. Расчет токов короткого замыкания.
. Выбор электрических аппаратов.
. Выбор токоведущих частей.
. Контроль и управление режимами работы автотрансформатора 330 кВ.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Правила
устройства электроустановок 6, 7 издание (издание ПУЭ-2009).
2.Рожкова Л.Д., Карнеева
Л.К., Чиркова Т.В, Электрооборудование электрических станций и подстанций
<http://spisok-literaturi.ru/books/elektrooborudovanie-elektricheskih-stantsiy-i-podstantsiy_20299143.html>.
. Неклепаев Б.Н., Крючков
И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для
курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергия, 1978. - 456с.
. Васильев А.А. Крючков И.П.
Электрическая часть станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576c.
. Чалдаева, Л. А. Экономика
предприятия: учебник для бакалавров / Л. А. Чалдаева. - 3-е изд., перераб. и
доп.- М.: Юрайт, 2013. - 411 с.
. Правила технической
эксплуатации и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок
потребителей. - М.: Энергоатомиздат, 1986.
.Журнал «Энергия единой
сети»; 2014-80 c.
.Комылов И.П. Электрические
машины: 2-е изд., перераб. - М.: Высшая шк.; Логос;2000 - 607 с.
Похожие работы на - Техническая диагностика электрооборудования ГРЭС 1700 МВт
|